RU2495229C1 - Способ проведения водоизоляционных работ в скважине - Google Patents
Способ проведения водоизоляционных работ в скважине Download PDFInfo
- Publication number
- RU2495229C1 RU2495229C1 RU2012104991/03A RU2012104991A RU2495229C1 RU 2495229 C1 RU2495229 C1 RU 2495229C1 RU 2012104991/03 A RU2012104991/03 A RU 2012104991/03A RU 2012104991 A RU2012104991 A RU 2012104991A RU 2495229 C1 RU2495229 C1 RU 2495229C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- pumped
- well
- cycle
- suspension
- Prior art date
Links
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам проведения водоизоляционных работ в пластах трещинно-порового типа. Способ проведения водоизоляционных работ в скважине включает закачку в изолируемый пласт суспензии водонабухающего полимера. Суспензию водонабухающего полимера закачивают в три цикла, в первом цикле в воде хлоркальциевого типа с минерализацией 120 г/л закачивают водонабухающий полимер В 50 Э, во втором цикле в воде хлоркальциевого типа с минерализацией 60 г/л закачивают водонабухающий полимер В 105, в третьем цикле в пресной воде закачивают водонабухающий полимер В 210. Изобретение позволяет повысить эффективность водоизоляционных работ и увеличить межремонтный период скважины в 1,1-1,5 раза.
Description
Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к способам проведения водоизоляционных работ в пластах трещинно-порового типа.
Известен способ проведения водоизоляционных работ, включающий последовательное закачивание в изолируемый интервал буфера из пресной воды, водонабухающего полимера (ВНП) АК-639, затворенного на пресной воде и цементного раствора (Курочкин, Б.М. Новые технологии и материалы для ремонтно-изоляционных работ в скважинах // НефтеГазоПромысловый ИНЖИНИРИНГ.- 2003. - №2. - С.17-19).
Недостатком известного способа является то, что при проведении водоизоляционных работ, уже во время закачивания в скважину ВНП, поглощая воду, многократно увеличивается в объеме. Для 0,1%-ной суспензии в пресной воде ВНП марки В 415, применение которой наиболее распространено при работах в скважинах, величина водопоглощения в течение 30 мин составляет около 50 г/г.Величина водопоглощения пропорциональна величине набухания ВНП. При проведении водоизоляционных работ с использованием указанного способа в скважине с типичной для обводненных нефтеносных коллекторов удельной приемистостью, составляющей, как правило, 0,5-2,0 м3/(ч·МПа), многократно увеличивающийся в объеме уже в процессе закачивания в скважину ВНП не может быть закачан в пласт количестве, обеспечивающем создание протяженного водоизоляционного экрана, стойкого к перепаду давления, существующему в системе пласт-скважина. При этом происходит тампонирование только области пласта, непосредственно прилегающей к скважине. Небольшое количество водонабухающего акрилового полимера в воде, которое может быть закачано в пласт, не обеспечивает создание протяженного водоизоляционного экрана, стойкого к перепаду давления существующему в системе пласт-скважина. В результате проведение водоизоляционных работ будет безрезультативным или эффект будет непродолжительным.
Наиболее близким техническим решением является способ изоляции зон поглощения в скважине (патент RU №2141029, МПК Е21В 43/32, Е21В 33/138 опубл. 10.11.1999 г.). Способ включает закачку в скважину порции порошкообразного водонабухающего акрилового полимера АК-639 с концентрацией 10-20% в воде, выдержку в скважине в течение 0,5-4 ч, последующую закачку в скважину второй порции упомянутого полимера в воде, концентрация которого меньше концентрации полимера первой порции, продавцу закачанных в скважину порций тампонажной смеси в изолируемый пласт.
Недостатком известного способа является то, что после выдержки в скважине суспензии водонабухающего акрилового полимера он многократно разбухает, и поэтому может быть закачан в пласт только при наличии катастрофического поглощения. Но наличие катастрофических поглощений не характерно для обводненных нефтеносных пластов. При проведении водоизоляционных работ с использованием указанного способа, в скважине с типичной для обводненных нефтеносных коллекторов удельной приемистостью составляющей, как правило, 0,5-2,0 м3/(ч·МПа), водонабухающий акриловый полимер после выдержки в скважине не может быть закачан в пласт в количестве, обеспечивающем создание протяженного водоизоляционного экрана, стойкого к перепаду давления, существующему в системе пласт-скважина. В результате проведение работ будет безрезультативным или эффект будет непродолжительным.
Техническими задачами предложения являются увеличение продолжительности эффекта от водоизоляционных работ за счет повышения стойкости создаваемого водоизоляционного экрана к перепадам давления путем увеличения глубины закачивания и объема закачиваемой суспензии водонабухающего полимера, повышение эффективности водоизоляционных работ.
Задача решается способом проведения водоизоляционных работ в скважине, включающим закачку в изолируемый пласт суспензии водонабухающего полимера.
Новым является то, что суспензию водонабухающего полимера закачивают в три цикла, в первом цикле в воде хлоркальциевого типа с минерализацией 120 г/л закачивают водонабухающий полимер В 50 Э, во втором цикле в воде хлоркальциевого типа с минерализацией 60 г/л закачивают водонабухающий полимер В 105, в третьем цикле в пресной воде закачивают водонабухающий полимер В 210.
При реализации способа используют водонабухающий полимер, производимый согласно ТУ 2216-016-55373366-2007 в ООО «АКРИПОЛ». Согласно указанных технических условий производят водонабухающие полимеры В 50 Э, В 105, В 210, В 415, В 615 и В 820, величина водопоглощения в дистиллированной воде для этих марок составляет соответственно не менее 30, 100, 200, 400, 600 и 800 г/г. В качестве воды хлоркальциевого типа с минерализацией 120 г/л используют смесь широко доступной на промыслах минерализованной воды пашийского горизонта с пресной водой при объемном соотношении, соответственно, 1:1. В качестве воды хлоркальциевого типа с минерализацией 60 г/л используют смесь минерализованной воды пашийского горизонта с пресной водой при объемном соотношении, соответственно, 1:3.
Способ реализуют следующим образом. В изолируемый пласт трещинно-порового типа закачивают суспензию ВНП. Суспензию ВНП закачивают в три цикла, в первом цикле в воде хлоркальциевого типа с минерализацией 120 г/л закачивают водонабухающий полимер В 50 Э; во втором цикле в воде хлоркальциевого типа с минерализацией 60 г/л закачивают водонабухающий полимер В 105; в третьем цикле в пресной воде закачивают водонабухающий полимер В 210.
Суспензию ВНП в воде готовят исходя из расчета 1-20 кг ВНП на 1 м3 воды, точную массу ВНП определяют из опыта практических промысловых работ в зависимости от приемистости скважины. Суспензию на основе водонабухающих полимеров В 415, В 615 и В 820 в предлагаемом способе не используют, так как указанные ВНП быстро набухают, впитывая воду, что не позволяет закачать в пласт достаточный объем суспензии, обеспечивающий создание протяженного водоизоляционного экрана, стойкого к перепаду давления, существующему в системе пласт-скважина. Воду хлоркальциевого типа используют по причине ее широкой доступности в промысловых условиях. Величину минерализации воды, используемой при закачивании суспензии ВНП в первом и втором циклах, определили опытным путем. В воде с минерализацией более 120 г/л величина водопоглощения ВНП резко снижается, поэтому использовать такую воду нецелесообразно. Использование воды с минерализацией менее 60 г/л нецелесообразно, так как при этом величина водопоглощения ВНП приближается к величине водопоглощения в пресной воде. Объем суспензии, закачиваемой в каждом цикле, составляет от 5 до 15 м3, его определяют из опыта практических промысловых работ в зависимости от приемистости скважины. Суспензию ВНП закачивают в три цикла, так как при меньшем количестве циклов водоизоляционный экран не будет обладать прочностью, требуемой для удержания перепада давления, существующего в системе пласт-скважина. При большем количестве циклов эффективность способа увеличивается несущественно, а реализация способа при этом усложняется из-за увеличения количества операций.
Величина водопоглощения ВНП уменьшается с увеличением содержания в воде минеральных солей. Для ВНП характерна высокая скорость поглощения воды и набухания в течение 0,5 ч после контакта с пресной водой, затем процесс замедляется в течение 2,5 ч, затем незначительное набухание продолжается еще около 21 ч. Для ВНП в воде хлоркальциевого типа с минерализацией 60 г/л скорость поглощения воды в 3-5 раз меньше, чем в пресной воде. Для ВНП в воде хлоркальциевого типа с минерализацией 120 г/л скорость поглощения воды в 12-14 раз меньше, чем в пресной воде.
Согласно предлагаемого способа в изолируемый пласт в первом цикле закачивают ВНП В 50 Э с минимальной относительно последующих циклов величиной водопоглощения, в воде с максимальным содержанием минеральных солей относительно последующих циклов, что позволяет закачать суспензию ВНП глубоко в трещины пласта, пока ВНП не набух до непрокачиваемого состояния. Во втором цикле закачивают ВНП В 105 с большей величиной водопоглощения, чем в первом цикле, в воде с меньшим содержанием минеральных солей, чем в первом цикле. Водонабухающий полимер, закачиваемый во втором цикле, набухает быстрее, при этом увеличиваясь в объеме в большей степени, чем в первом цикле, и может быть закачан на меньшую глубину, чем в первом цикле. В третьем цикле закачивают ВНП В 210 с большей величиной водопоглощения, чем во втором цикле, в воде с меньшим содержанием минеральных солей, чем во втором цикле. Водонабухающий полимер В 210, закачиваемый в последнем третьем цикле, набухает наиболее быстро, в сравнении с предыдущими циклами. Закачиваемый в третьем цикле в пресной воде ВНП, быстро набухая, тампонирует трещины в зоне пласта, непосредственно прилегающей к скважине, и не позволяет суспензии, закачанной в предыдущих циклах выйти в скважину. Созданный таким способом протяженный водоизоляционный экран обладает повышенной стойкостью к перепадам давления, за счет этого увеличивается продолжительность эффекта от водоизоляционных работ.
Таким образом, способ позволяет закачать суспензию ВНП далеко в трещины изолируемого пласта, что обеспечивает создание протяженного водоизоляционното экрана, стойкого к перепаду давления, существующему в системе пласт-скважина. Таким образом, увеличивают продолжительность эффекта от водоизоляционных работ и решают техническую задачу предлагаемого способа.
Для оценки эффективности предлагаемого способа в лабораторных условиях моделировали проведение водоизоляционных работ, тампонируя модель трещины пласта. В качестве модели трещины пласта использовали трубку из нержавеющей стали длиной 2400 мм с внутренним диаметром 4 мм. В трубку закачали в три цикла суспензию водонабухающего полимера. В первом цикле в воде хлоркальциевого типа с минерализацией 120 г/л закачали Водонабухающий полимер В 50 Э, во втором цикле в воде хлоркальциевого типа с минерализацией 60 г/л закачали Водонабухающий полимер В 105, в третьем цикле в пресной воде закачали Водонабухающий полимер В 210. Объем закачиваемой в каждом цикле суспензии был равен 1/3 от внутреннего объема трубки. Через 24 ч модель трещины пласта испытали на устойчивость к выдавливанию закачанной суспензии ВНП под влиянием перепада давления. Для этого на конце трубки, противоположном концу через который первоначально производили закачивание, повысили давление закачиванием пресной воды до начала сдвига и выдавливания из трубки суспензии ВНП. Замеренную величину давления начала сдвига поделили на длину трубки для определения величины удельного давления сдвига (в МПа/м). Величина удельного давления сдвига составила 4,2 МПа/м. В большинстве случаев перепады давления, существующие в системе пласт-скважина, не превышают 4,2 МПа/м. Таким образом, предлагаемый способ может быть использован для проведения водоизоляционных работ.
В подобных условиях провели исследования наиболее близкого технического решения. Для испытаний использовали трубку из нержавеющей стали длиной 2400 мм с внутренним диаметром 4 мм. Однако суспензию водонабухающего акрилового полимера АК-639 с концентрацией 20% в пресной воде после предварительной выдержки в течение 4-х часов с момента приготовления закачать в трубку не удалось по причине многократного увеличения объема частиц водонабухающего акрилового полимера АК-639 из-за впитывания воды.
Таким образом, предлагаемый способ более эффективен при проведении водоизоляционных работ, чем наиболее близкое техническое решение.
Пример практического применения. Способ реализовали в нефтедобывающей скважине с продукцией, обводненной на 98% из-за прорыва воды по системе трещин в трещинно-поровом карбонатном пласте, перфорированном в интервале 1050-1058 м. В скважину на глубину 1030 м спустили колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) с диаметром 73 мм. Суспензию ВНП в воде готовили в процессе закачивания в скважину. В емкость объемом 0,3 м подавали заранее подготовленную воду самоизливом из автоцистерны, в эту же емкость при постоянном перемешивании добавляли ВНП с одновременным закачиванием получаемой суспензии насосом цементировочного агрегата ЦА-320М через колонну НКТ в пласт тремя последовательными циклами. В первом цикле закачали суспензию из 140 кг водонабухающего полимера В 50 Э в 10 м3 смеси пластовой минерализованной воды пашийского горизонта Ромашкинского месторождения с пресной водой при объемном соотношении, соответственно, 1:1. В последующем втором цикле закачали суспензию из 90 кг водонабухающего полимера В 105 в 7 м3 смеси пластовой минерализованной воды пашийского горизонта Ромашкинского месторождения с пресной водой при объемном соотношении, соответственно, 1:3. В третьем цикле закачали суспензию из 50 кг водонабухающего полимера В 210 в 5 м3 пресной воды. Суспензию ВНП продавили в пласт закачиванием в колонну НКТ 4 м3 пресной воды, используемой в качестве технологической жидкости при ремонте скважины. Скважину оставили на время разбухания ВНП в течение 24 ч. Далее скважину освоили свабом, спустили в скважину насос и пустили в эксплуатацию. После применения способа произошло увеличение продолжительности эффекта от водоизоляционных работ (межремонтного периода скважины) в 1,4 раза.
Благодаря созданию протяженного водоизоляционного экрана, более стойкого к перепаду давления, существующему в системе пласт-скважина, предлагаемый способ позволяет увеличить межремонтный период скважины в 1,1-1,5 раза.
Claims (1)
- Способ проведения водоизоляционных работ в скважине, включающий закачку в изолируемый пласт суспензии водонабухающего полимера, отличающийся тем, что суспензию водонабухающего полимера закачивают в три цикла, в первом цикле в воде хлоркальциевого типа с минерализацией 120 г/л закачивают водонабухающий полимер В 50 Э, во втором цикле в воде хлоркальциевого типа с минерализацией 60 г/л закачивают водонабухающий полимер В 105, в третьем цикле в пресной воде закачивают водонабухающий полимер В 210.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2012104991/03A RU2495229C1 (ru) | 2012-02-13 | 2012-02-13 | Способ проведения водоизоляционных работ в скважине |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2012104991/03A RU2495229C1 (ru) | 2012-02-13 | 2012-02-13 | Способ проведения водоизоляционных работ в скважине |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2012104991A RU2012104991A (ru) | 2013-08-20 |
RU2495229C1 true RU2495229C1 (ru) | 2013-10-10 |
Family
ID=49162529
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2012104991/03A RU2495229C1 (ru) | 2012-02-13 | 2012-02-13 | Способ проведения водоизоляционных работ в скважине |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2495229C1 (ru) |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2602437C1 (ru) * | 2015-09-11 | 2016-11-20 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт Земной коры Сибирского отделения Российской академии наук | Способ первичного вскрытия бурением горизонтального ствола в трещинном типе нефтегазонасыщенного карбонатного коллектора в условиях аномально низких пластовых давлений |
RU2620684C1 (ru) * | 2016-06-21 | 2017-05-29 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский индустриальный университет" (ТИУ) | Способ предотвращения притока подошвенных вод в нефтяную добывающую скважину |
RU2760860C1 (ru) * | 2021-02-04 | 2021-12-01 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Тампонажный материал |
Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
GB2071150A (en) * | 1979-09-27 | 1981-09-16 | Exxon Research Engineering Co | Shear thickening well control fluid |
US4463808A (en) * | 1982-06-10 | 1984-08-07 | Nl Industries, Inc. | Method for effecting seals in earth boreholes |
SU1328488A1 (ru) * | 1985-12-29 | 1987-08-07 | Азербайджанский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Способ изол ции притока пластовых вод в скважине |
RU2141029C1 (ru) * | 1997-12-25 | 1999-11-10 | ОАО Научно-производственное объединение "Буровая техника" | Способ изоляции зон поглощения в скважине |
RU2186197C2 (ru) * | 2000-06-14 | 2002-07-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" | Способ ограничения водопритоков в скважинах, обводненных подошвенной водой, слабоконцентрированными растворами полимеров акрилового ряда |
RU2244803C2 (ru) * | 2002-12-20 | 2005-01-20 | ОАО НПО "Буровая техника" | Способ изоляции проницаемых пластов в скважине |
RU2276250C2 (ru) * | 2004-07-15 | 2006-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ установки моста, отсекающего нефтяной пласт |
-
2012
- 2012-02-13 RU RU2012104991/03A patent/RU2495229C1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
GB2071150A (en) * | 1979-09-27 | 1981-09-16 | Exxon Research Engineering Co | Shear thickening well control fluid |
US4463808A (en) * | 1982-06-10 | 1984-08-07 | Nl Industries, Inc. | Method for effecting seals in earth boreholes |
SU1328488A1 (ru) * | 1985-12-29 | 1987-08-07 | Азербайджанский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Способ изол ции притока пластовых вод в скважине |
RU2141029C1 (ru) * | 1997-12-25 | 1999-11-10 | ОАО Научно-производственное объединение "Буровая техника" | Способ изоляции зон поглощения в скважине |
RU2186197C2 (ru) * | 2000-06-14 | 2002-07-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" | Способ ограничения водопритоков в скважинах, обводненных подошвенной водой, слабоконцентрированными растворами полимеров акрилового ряда |
RU2244803C2 (ru) * | 2002-12-20 | 2005-01-20 | ОАО НПО "Буровая техника" | Способ изоляции проницаемых пластов в скважине |
RU2276250C2 (ru) * | 2004-07-15 | 2006-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ установки моста, отсекающего нефтяной пласт |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2602437C1 (ru) * | 2015-09-11 | 2016-11-20 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт Земной коры Сибирского отделения Российской академии наук | Способ первичного вскрытия бурением горизонтального ствола в трещинном типе нефтегазонасыщенного карбонатного коллектора в условиях аномально низких пластовых давлений |
RU2620684C1 (ru) * | 2016-06-21 | 2017-05-29 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский индустриальный университет" (ТИУ) | Способ предотвращения притока подошвенных вод в нефтяную добывающую скважину |
RU2760860C1 (ru) * | 2021-02-04 | 2021-12-01 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Тампонажный материал |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2012104991A (ru) | 2013-08-20 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2523316C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта | |
WO2018006497A1 (zh) | 一种相变水力压裂工艺 | |
WO2016000090A1 (zh) | 两级封窜抑制低渗透裂缝型油藏co2驱过程中发生窜逸的采油方法 | |
EP2370541B1 (en) | Sealing of thief zones | |
CN102816558A (zh) | 一种深部调剖堵水用堵剂及其制备方法 | |
Liu et al. | Review of gel systems for CO2 geological storage leakage and conformance control for enhanced oil recovery: Mechanisms, recent advances, and future perspectives | |
RU2495229C1 (ru) | Способ проведения водоизоляционных работ в скважине | |
EA030517B1 (ru) | Способ манипулирования оборудованием, связанным с загущенной жидкостью, имеющей временную гелевую микроструктуру, (варианты) и соответствующий компьютер | |
RU2571474C1 (ru) | Способ изоляции водопритоков в трещиноватых карбонатных коллекторах | |
Ketova et al. | Testing of preformed particles polymer gel technology on core filtration models to limit water inflows | |
US10125301B2 (en) | Methods and compositions for in-situ polymerization reaction to improve shale inhibition | |
RU2368769C2 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
RU2465446C1 (ru) | Способ добычи нефти в порово-трещиноватых коллекторах, снижающий обводненность продукции скважин | |
RU2482269C2 (ru) | Способ увеличения нефтеотдачи залежи в карбонатных коллекторах трещинно-порового типа | |
RU2283423C1 (ru) | Способ изоляции водопритоков | |
AU2017100604A4 (en) | Method of limiting or reducing permeability of a matrix to liquid or gas flow | |
RU2405926C1 (ru) | Способ проведения ремонтно-изоляционных работ в условиях больших поглощений | |
RU2459072C1 (ru) | Способ гидроразрыва малопроницаемого пласта нагнетательной скважины | |
RU2425209C2 (ru) | Способ обработки карбонатных и карбонатсодержащих пластов (варианты) | |
Gussenov et al. | Permeability reduction by gellan gum solutions | |
RU2187620C2 (ru) | Способ изоляции вод в порово-трещиноватых коллекторах нефти | |
RU2618543C1 (ru) | Способ снижения обводненности нефтяных добывающих скважин | |
RU2496970C1 (ru) | Способ водоизоляционных работ в трещиноватых коллекторах | |
RU2261981C1 (ru) | Способ ликвидации заколонных перетоков газа в нефтедобывающей скважине | |
US20220082002A1 (en) | Heating to induce strong polymer gel for conformance improvement |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20180214 |